汽机装置开工调试阶段设备故障分析及处理措施

廖尚君LIAO Shang-jun；张万全ZHANG Wan-quan；欧凤兰OU Feng-lan

（①中国石油四川石化有限责任公司，彭州 611930；②金维有限责任公司，彭州 611930）

（①Petrochina Sichuan Petrochemical Co.，Ltd.，Pengzhou 611930，China；②Jinwei Co.，Ltd.，Pengzhou 611930，China）

1 概述

四川石化公用工程部自备电站汽轮机装置主要负责公司蒸汽管网供汽和4 台汽轮发电机组运行，运行设备主要分为汽机公用系统设备和汽轮发电机组设备。主要设备包括4 台汽轮发电机组及辅助系统、12 台减温减压器、5台高压给水泵等。

2 开车过程中出现的设备故障

汽机装置在开车试运过程中，出现的问题主要有4 台减温减压器出口短节开裂、5 台高压锅炉给水泵抱轴、汽轮发电机组烧瓦等问题，主要内容如下：

2.1 减温减压器出口短节开裂问题 2013 年8 月至2014 年1 月，自备电站1#、2#、3#、4#减温减压器相继出现减压阀后短节开裂问题，导致减温减压器不能安全运行。

2.1.1 原因分析 ①焊接工艺不当是导致节流管焊缝开裂的主要原因。②设备结构设计缺陷导致短节开裂，短节变径处采用角焊缝结构，导致变径不连续部位，存在应力集中。③管道积水导致碱应力腐蚀，由于1#、2#、3#、4#减温减压器出口流量计采用带凸台的喷嘴流量计，导致停运或备用时管道内存在一定深度积水，减温减压器备用时，容易形成干湿交替环境，导致碱的浓缩，浓度增大导致碱应力腐蚀。④蒸汽管系振动导致减温减压器出口短节应力集中，由于减温减压器管系长期存在振动、管系膨胀受阻等问题，长期应力集中导致焊缝撕裂。

2.1.2 整改措施 通过对设备失效原因进行分析，对减温减压器出口短节进行改进和优化，主要内容如下：①优化焊接工艺，采用NB/T47014-2011《承压设备焊接工艺评定》进行评定合格的焊接工艺进行焊接，对焊缝进行热处理；②更换出口短节，短节变径处采用平滑过渡，不采用角焊缝结构，避免应力集中；③在流量计凸台前增加疏水点，避免管系积水，防止产生碱应力腐蚀；④消除管系振动、管系膨胀受阻问题，调整管系弹簧支吊架，增加阻尼器，管系膨胀受阻障碍物进行清除，消除应力集中。

2.1.3 整改效果 通过对4 台减温减压器出口短节进行更换，目前运行状态良好，未出现开裂问题。

2.2 高压锅炉给水泵抱轴问题

2.2.1 原因分析 ①轴套间隙过小，通过统计可发现大轴抱死情况出现在除氧器提温后，给水饱和压力升高（158℃水饱和压力0.588MPaA），由于机封轴套与泵衬套间隙较小，导致在停泵过程中，间隙内液体降压汽化，导致轴套和衬套动静摩擦。②目前实际运行特性曲线与技术协议特性曲线不一致，较技术协议特性曲线陡，扬程较高。通过泵启动曲线分析，泵振动最大值出现在泵升速升压阶段，通过泵运行记录统计，单台泵启动过程中，泵振动值正常且未出现振动大跳泵现象，初步分析泵振动与母管压力存在一定关系，由于泵出口最小流量阀在主阀前后无压差时，流体通过旁路返回除氧器水箱，流量较低，压力较高；主阀前后存在压力差时，流体通过主阀供给锅炉给水，流量较大；在泵启动过程中，由于压力升速较大，能量积聚未及时释放，使泵体内部动静压力脉冲分布不均而使泵轴向力和径向力增大导致振动加剧。③泵入口滤网净流面积较小，导致滤网单位面积受水流压力较大，水流状态不稳定，导致在运行过程中压差未报警，但拆体检查时发现滤网撕裂。

2.2.2 整改措施 ①通过设计和厂家针对实际运行情况，对给水泵衬套进行加工，使衬套与轴套单侧最小间隙增至0.85mm，避免在停泵过程中由于间隙过小而产生动静摩擦。②工频电机更改为变频电机，尽量降低母管压力，达到降低泵启动过程中振动值的目的。③更换泵入口滤网，由Y 型滤网更换为通流面积更大的篮式滤网，减小水流阻力，提高泵入口流体稳定性。④根据成达设计说明，对大轴振动逻辑保护进行更改，由85μm 保护动作更改为110μm 延时5s 保护动作。

2.2.3 整改效果 通过上述整改措施，高压锅炉给水泵再未出现抱轴现象，泵运行正常，达到安全稳定运行要求。

2.3 汽轮发电机组设备问题 2013 年9 月28 日，汽轮发电机组进入正式启动工作，2014 年4 月5 日，4 台汽轮发电机组完成72+24h 试运工作，目前已进入正式生产阶段。在启动过程中，分别出现1#、2#、3#、4#汽轮机轴瓦磨损事故。

2.3.1 原因分析 ①轴瓦间隙原始设计数据不符合实际生产需要；②汽轮发电机转子中心不正导致轴瓦损坏；③由于机组不平衡量较大，启动过程中出现振动偏大。

2.3.2 整改措施 ①根据厂家修改设计参数对汽轮机轴瓦间隙和安装要求进行重新安装，调整各项指标；②转子重新对中找正，严格按照技术要求执行；③机组进行动平衡试验，降低不平衡量。

2.3.3 整改效果 目前4 台汽轮发电机组运行情况良好，未发生轴瓦磨损情况。

3 事故预防措施

通过汇总自备电站汽机装置开工过程中出现的问题，积极汲取其他单位的经验教训，对自备电站汽机装置进行以下事故预防：

3.1 烧瓦事故 机组和机泵烧瓦事故是电厂汽机装置常见事故之一，主要是由于润滑油瞬间断供造成，可能的原因有主油泵工作失常，辅助油泵未及时启动或失效，润滑油管道被异物堵塞，油质严重不合格等因素造成，通过对辅助油泵定期试验、严格执行检维修制度、润滑油管理制度等方式对事故进行预防。

3.2 安全阀失效事故 汽机装置安全阀主要是使用在蒸汽系统，安全阀是否正常直接关系自备电站对外供汽系统安全稳定，安全阀失效主要有运行压力到起跳压力未动作和动作压力低两种情况，为避免安全阀失效事故，要加强安全阀定期校验和日常维护工作，保证安全阀正常运行。

3.3 压力容器、管道失效事故 汽机装置压力容器、管道内部高温高压介质较多，长期运行可能存在失效风险，通过对压力容器、管道进行定期检验，对支吊架进行检查、管道膨胀量进行标示等方法避免失效事故。

3.4 密封失效事故 汽机装置中低压管道、容器较多采用法兰连接方式，静密封采用垫片密封，原设计多采用合成纤维垫，由于安装、工况变化等原因，部分垫片失效损坏，造成现场漏点较多，对部分关键管道密封点进行垫片升级，采用金属缠绕垫进行更换，延长垫片周期。

4 保证装置设备平稳运行的措施

4.1 加强现场设备日常管理工作，使各类设备达到安全稳定经济运行要求，提高现场缺陷处理力度，达到缺陷及时处理的目的。

4.2 加强设备日常状态分析工作，对设备隐患早发现、早处理，达到预知维修的目的。

4.3 积极配合工艺需求，对设备运行状态进行改进，对设备运行方式进行优化，达到挖潜增效的目的。

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